Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы при строительстве скважин в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов и современные подходы к их решению
1.1 Понятие об отложениях аргиллитов
1.2 Технико-технологические проблемы при бурении в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов
Глава 2. Исследование отложений сильно трещиноватых аргиллитов
2.1 Методики и методы исследования
Глава 3. Оптимизация технологии бурового раствора для бурения в сильно трещиноватых аргиллитах .
3.1 Оценка фильтрационных свойств бурового раствора.
3.1.1 Методы подбора фракционного состава кольматанта
Список литературы
- Понятие об отложениях аргиллитов
- Технико-технологические проблемы при бурении в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов
- Методики и методы исследования
- Методы подбора фракционного состава кольматанта
Понятие об отложениях аргиллитов
Аргиллиты это мелкозернистая твёрдая осадочная порода, состоящая из смеси глинистых минералов и крошечных фрагментов других полезных ископаемых, с параллельным расположением низкотемпературных минералов. Отношение глины и других минералов варьируется. Аргиллиты характеризуются сланцеватостью -способностью расщепляться на отдельные пластины.
Отличительными характеристиками аргиллитов являются содержание глин, низкая проницаемость (вне зависимости от пористости) через узкие поры (типичный диаметр пор варьируется в интервале 3 нм - 100 нм с наибольшим количеством пор, имеющим диаметр 10 нм), и большой разницей в коэффициенте теплового расширения между водой и матрицей аргиллитов. Глинистые материалы представлены в основном каолинитом, иллитом и монтмориллонитами. Каолинит это глинистый минерал из группы водных силикатов алюминия. Химический состав: A14[Si4O10] (ОН)8; содержит 39,5% А1203, 46,5% Si02 и 14%Н20. В основе кристаллической структуры каолинита лежат бесконечные листы из тетраэдров Si04. Иллит - минерал из подгруппы гидрослюд группы слюд. Кристаллическая решетка представляет собой несколько разрыхлённую укладку слюдяных пакетов с недостатком катионов, как в межслоевом промежутке, так и в гиббситовом октаэдрическом слое. Межслоевое пространство, частично освобождённое от катионов, занимают молекулы воды. Монтмориллонит - широко распространенный глинистый минерал, относящийся к подклассу слоистых силикатов, основной компонент бентонита. Структура монтмориллонита отличается симметричным сложением пачек слоев (как у пирофиллита). Между "пирофиллитовыми" пакетами размещаются молекулы межслоевой воды и атомы обменных оснований Са, Na и др. Характерно большое расстояние между пачками слоев. Данный минерал обладает способностью к сильному набуханию благодаря своему строению и имеет ярко выраженные сорбционные свойства [7, 37, 64].
Для того чтобы понять взаимодействие бурового раствора и аргиллитов необходимо начать с понимания базовых характеристик отложений аргиллитов, погребенных на разных глубинах, и далее проанализировать влияние изменений в напряженном состоянии на свойства аргиллитов.
Известны факторы, которые влияют на свойства аргиллитов. Количество и тип минералов слагающих породу, в частности глины, в аргиллитах определяют водную адсорбцию. Например, аргиллиты со значительным содержанием смектита (сукновальной глины) с удельной площадью поверхности 750 м /г обладают большей адсорбирующей способностью, чем иллит (площадь поверхности 80 м /гм) или каолинит (25 м2/гм). Вода в глинистых породах может существовать в виде: -межкристаллической воды, связанной с катионами, нейтрализующими заряды кристаллической решетки; - пленочной воды (осмотической воды), которая присутствует в виде адсорбированного поверхностного слоя, связанного с заряженной поверхностью глины. Она покрывает тонкой пленкой поверхности отдельных частиц, пор, трещин и других пустот в горных породах поверх слоя гигроскопической воды. При этом набухание горных пород, связанное с осмотической водой, возникает, когда осадочные породы разгружаются из-за бурения ствола скважины; - связанной воды, которая представлена в молекулах самой глины как структурное соединение водорода и гидроксильной группы, которые в экстремальных условиях, при температуре 600-700 С, отделяются от глины для формирования воды [86].
Свободная вода существует только в поровом пространстве между частицами породы. Пористость аргиллитов обычно представляют как процентное соотношение общего объема и воды. Это значение, как правило, измеряется путём сушки известного объема породы при повышенной температуре. Таким образом, пористость является мерой свободной воды, осмотической воды и, в меньшей степени, межкристаллической воды. Химически связанная вода не измеряется при этом процессе. Свойства аргиллитов, а так же взаимодействия бурового раствора и аргиллита, сильно зависят от связанной воды и в меньшей степени от свободной воды.
Вода, связанная с глинами, так же может быть удалена из породы под давлением. Большинство слабосвязанной осмотической воды может быть удалено при горном давлении порядка 20 атм. Во внутрикристаллической среде аргиллитов может быть найдено до четырех слоев воды. Третий и четвертый слой могут быть удалены при давлении порядка 265 атм. Примерно 1600 атм. требуется для удаления второго слоя воды, и, по различным оценкам, давление более 3400 атм. требуется для удаления первого слоя воды из образца глины [93, 103]. Необходимо одновременно повышение температуры до 200 С для удаления связанной воды. Основываясь на приведенных данных, сомнительно, что в процессе бурения скважины возможно создать такие условия, когда отложения аргиллитов будут полностью лишены воды. Точное количество связанной и свободной воды в породе зависит от фактического уплотнения глины.
Уплотнение глины проходит в три основных этапа. Глины смываются с суши в водоёмы, где происходит их оседание. Глины в начальной стадии осаждения и уплотнения обладают высокой пористостью и проницаемостью; флюид, насыщающий глины, находится во взаимодействии с водой. Одновременно отложения, содержащие способные к гидратации глины с абсорбированными слоями воды, предотвращают непосредственный контакт частиц породы друг с другом. Таким образом, в начале процесса отложения горных пород содержание воды может достигать 70-90%.
В процессе нормального уплотнения осадочных пород отложения глин теряют поровую воду, одновременно происходит уменьшение пористости. Однако при любом отклонении от нормального процесса осадконакопления, уплотнение и высвобождение поровой воды может привести как к увеличению пористости, так и порового давления.
В процессе первого этапа осадконакопления и уплотнения пород свободная поровая вода, осмотическая вода и межслоевая вода, находящаяся за вторым слоем, вытесняется при увеличении горного давления. На глубине нескольких тысяч метров аргиллиты теряют порядка 30% объема воды, из которых 20-25% является связанная межслоевая вода и 5-10% остаточная поровая вода. На ранних стадиях уплотнение в основном зависит от глубины залегания, размера зерен породы (мелкозернистые глины имеют повышенную пористость, однако легче уплотняются), скорости осадконакопления (в результате более высокой скорости увеличивается поровое давление и возникает недостаточное уплотнение), минералогии глин (монтмориллониты, или иначе смектиты, содержат больше воды, чем иллиты или каолиниты), содержания органических веществ и геохимических факторов (например, концентрация натриевой соли влияет на пористость) [87, 97].
Во втором этапе давление становиться относительно не эффективным для обезвоживания, и главную роль теперь играет нагрев - удаляя еще 10-15% воды. Второй этап начинается при температуре близкой к 100 С. Третий и заключительный этап уплотнения и дегидрации также контролируется температурой, но протекает очень медленно и требует сотни лет для завершения и оставления лишь нескольких процентов воды в осадочных породах [93].
Подводя итог, можно сказать, что содержание воды и свойства пробуренных отложений аргиллитов, являющиеся важными для взаимодействия между буровым раствором и аргиллитами и стабильности этих аргиллитов, обуславливаются историей осадконакопления и уплотнения, напряжением горной породы и температурой. Эти факторы так же определяют пористость аргиллитов и их проницаемость.
Технико-технологические проблемы при бурении в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов
Как описано в главе 1, вероятным доминирующим фактором в нарушении стабильности отложений трещиноватых аргиллитов (помимо набухания аргиллитов, которое зависит от минералогического состава породы) является проникновение бурового раствора в аргиллиты. Из-за переменного давления столба жидкости в скважине, связанного с увеличением давления циркуляции и появлением -исчезновением эквивалентной циркуляционной плотности, буровой раствор может проникать в призабойную зону либо выходить из нее («дыхание скважины»). Что, в свою очередь, приводит к продвижению фронта давления вглубь призабойной зоны пласта и ведёт к осыпям, обвалам и кавернообразованию.
Для понимания процессов, протекающих в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов при бурении скважин, необходимо понимание текстуры самой породы и взаимодействие её с буровыми растворами. Для этого было предложено провести ряд исследований образцов породы в лабораторных условиях. Образцы керна были отобраны из отложений аргиллитов, относящихся к среднемеловому этапу и залегающих на глубине 2200 м.
Образцы керна представлены сильно слоистой текстурой. На некоторых фрагментах заметно переслаивание. Образец легко подвергается расщеплению вдоль плоскостей напластования. Самый большой обломок керна имеет трещины, проходящие перпендикулярно плоскостям напластования. Эти трещины, по-видимому, соответствуют естественным трещинам в породе (рис.2.1).
Для исследования текстуры керна и минералогического состава породы был использован рентгеноструктурныи анализ с использованием рентгеновского дифрактометра типа X Pert MPD PRO (производство Голландия). В основе данного метода лежит явление дифракции рентгеновских лучей на трехмерной кристаллической решетке.
Другим исследованием, выполненным на образцах керна, было измерение катионообменной способности (КОС) минералов слагающих отложения аргиллитов. КОС является показателем количества положительно заряженных ионов (катионов), которые глины, аргиллиты или другой аналогичный материал, могут разместить на отрицательно заряженной поверхности. Единицей измерения является милли-ионный эквивалент на 100 г (мг-экв). Катионообменная способность часто выражается в пересчете на единицу объема пор. Для проверки катионообменной способности аргиллитов используют их способность сорбировать метиленовую синь методом кондуктометрического титрования. Кондуктометрическое титрование (его иногда называют также просто кондуктометрией) - это методика оценки катионообменной емкости образца, основанная на изменении электрической проводимости образца при химических реакциях, при которых концентрация ионов различной подвижности меняется. Методика включает в себя дробление образцов керна и смешивание его в растворе (например, ацетата бария), при этом все катионообменные позиции замещаются ионами бария (Ва++). Затем раствор титруется с другим раствором, таким как MgS04, и наблюдается изменение проводимости, когда ионы магния (Mg ) заменяют ионы бария (Ва++) [9, 27].
Как было установлено рядом исследователей [100], наибольшая катионообменная способность выявлена у минералов группы монтмориллонита - до 100-150 мг-экв на 100 г вещества, наименьшая - у кварца, каолинита - около 10 мг-экв на 100 г.
В общем, катионообменная способность является максимальным количеством катионов любого класса, которые могут содержаться в породе при определенном факторе рН, доступным для обмена с флюидом породы. Твердая фаза заряжена преимущественно отрицательно, что является причиной того, что катионообменная способность (а не анионообменная) наиболее выражена.
Одним из тестов, дающих наиболее полную информацию о стабильности отложений, является тест на образование трещин в образце породы после взаимодействия с флюидом, который был предложен для качественной оценки стабильности трещиноватых аргиллитов. Этот тест используется для оценки стабильности низкореакционных, твердых и расщепляющихся пород, имеющих тенденцию к трещинообразованию при контакте с жидкостью. Методика теста достаточно проста, однако это не уменьшает её эффективность - образец породы размером 10 на 3 см помещается в прозрачный сосуд, наполненный исследуемой жидкостью комнатной температуры. Образца керна описывается по результатам визуального осмотра, который повторяется через определённый промежуток времени. При этом на образец не действуют никакие дополнительные нагрузки (давление, температура, течение жидкости и т.д.), что позволяет оценить реальное влияние исследуемой жидкости на породу.
Для проведения теста на образование трещин было взято 4 образца керна отобранного из отложений трещиноватых аргиллитов. Образцы керна подвергались воздействию различных флюидов в течение 6 дней (144 часов). Выбор временного интервала был связан со средним временем бурения секции скважины в отложениях трещиноватых аргиллитов. Визуальный осмотр и фотографирование образцов проводилось через 48 часов и в конце теста.
При бурении в литифицированных породах для ингибирования (гидратации), предотвращения расслоения выбуренной породы и сохранения устойчивости стенок скважины стандартной практикой является использование хлорнатриевого или калиевого растворов (NaCl и КС1), в основу которых положены хлориды натрия и калия, соответственно. Процентное содержание хлоридов варьируется в пределах 3-7% для КС1, и от 5 до 20% для NaCl. Соли натрия обеспечивают умеренно-сильное ингибирование, соли калия обеспечивают сильное ингибирование. Одновременно используются различные полимеры с высокой молекулярной массой, предназначенные для ингибирования глин. Эти два раствора были взяты за основу при проведении теста на образование трещин. Так же использовался раствора хлористого калия с добавками ингибитора (KLA-STOP), и вода как контрольный образец:
Для более глубокого понимания минералогии и текстуры керна был проведён шлифовой анализ керна. Информация, полученная в результате данного анализа, является основополагающей для оценки потенциального эффекта воздействия буровых растворов на стабильность породы.
В рамках исследования для оценки прочностных свойств трещиноватых аргиллитов были проведены исследования на определение предела прочности породы при объемном сжатии. В данный момент в нефтяной промышленности двумя основными методами определения прочности пород являются лабораторные исследования согласно ГОСТ 21153.8-88 либо проведение исследований в открытом стволе скважины с помощью приборов акустического каротажа. Согласно
опубликованным данным [1, 67, 91] каротажные результаты с достаточной точностью совпадают с лабораторными исследованиями для разных типов пород (в том числе литифицированных) и являются первоисточником при дальнейшем проектировании скважин. Проведение лабораторных испытаний ограничено количеством отобранных образцов керна, проведение же каротажных исследований даёт большую базу данных и более четкое представление о распределении предела прочности вдоль ствола скважины.
Методики и методы исследования
Из графика видно, что даже при низких значениях предела прочности в отложениях сильно трещиноватых аргиллитов ствол скважины остаётся стабильным и равным номинальному диаметру, при незначительной толщине аргиллитов, и начинает терять стабильность и увеличиваться в диаметре при увеличении толщины пластов.
Основываясь на интерпретации рисунка 2.13, могут быть сделаны следующие выводы: - незначительные пропластки трещиноватых аргиллитов в пределах 1 -3 метров не оказывают критического воздействия на стабильность стенок скважины.
Каверномер не показывает значительного отклонения от номинального размера даже при наиболее низких значениях предела прочности. Это объясняет значения каверномера близкие к номинальному при значениях предела прочности на одноосное сжатие равным 7-14 МПа; - в интервалах трещиноватых аргиллитов мощностью 8 метров и выше увеличение ствола скважины приобретает заметные значение - 20-55% выше номинального. Значения предела прочности могут варьироваться от минимально зарегистрированного до 16.5 МПа; - при мощности пласта в пределах 14 метров ствол скважины нестабилен и наблюдается значительное кавернообразование со значениями 45-85% выше номинального диаметра. Значения предела прочности варьируются от 7.8 МПа до максимального в интервале; - при мощности трещиноватых аргиллитов 27 метров диаметр скважины увеличивается более чем в 2 раза выше номинального в результате осыпания стенок скважины. Ствол скважины не стабилен. При этом значения предела прочности варьируются от минимально зарегистрированного до 13.5 МПа.
В связи с тем, что пласты с малыми мощностями не подчиняются общему распределению, и ствол скважины остаётся стабильным при их бурении эти пласты были исключены из последующего анализа. На рисунке 2.14 представлено распределение диаметра ствола скважины в зависимости от значений ПОС для отложений трещиноватых аргиллитов с мощностью 8 метров и более.
Согласно полученным данным уменьшение значения предела прочности ведет к увеличению диаметра каверн в результате осыпей и обвалов. При значениях ПОС 7.5 - 9 МПа кавернообразование значительно увеличивается: если при пределе прочности равном 10-12 МПа средний диаметр ствола скважины равен 345 мм, то уменьшение предела прочности до 7.5-9 МПа приводит к кавернам диаметром 472 мм (больше на 118% по отношению к номинальному).
Для оценки статистической взаимосвязи предела прочности на одноосное сжатие и диметра открытого ствола скважины был определён коэффициент корреляции, который равен к=-0.89, что, согласно шкале Чеддока [14], показывает сильную корреляционную связь между рассматриваемыми параметрами. В данном случае отрицательное значение коэффициента корреляции показывает на то, что имеет место обратная связь, когда при уменьшении предела прочности породы происходит увеличение фактического диаметра скважины.
В общем случае зависимость предела прочности от фактического диаметра скважина в сильно трещиноватых аргиллитах может быть выражена степенной линией тренда: где D - диаметр открытого ствола скважины, мм; Re - предел прочности на одноосное сжатие, МПа; a, b - эмпирические коэффициенты, равные 1470.2 и -0.612, соответственно.
Для оценки адекватности модели была проведена оценка остаточной дисперсии (SOCT) ДЛЯ различных функций (таблица 2.2). Основываясь на полученных данных можно сказать, что предложенная степенная функция наиболее точно описывает результаты опыта и может быть предложена в качестве регрессионной модели.
Распределение значений диаметра открытого ствола в зависимости от значений ПОС в интервале представленном сильно трещиноватыми аргиллитами с мощностью 8 метров и более. В результате экспериментальных работ, проведенных на образцах аргиллитов и анализа каротажных данных, полученных в открытом стволе скважины, были сделаны следующие выводы: - аргиллиты обладают трещиноватой текстурой. Размер трещин составляет от 5 до 30 мкм. Преобладают трещины шириной 10-20 мкм. - трещины в аргиллитах располагаются не только параллельно плоскостям напластования, но так же и перпендикулярно им; - при взаимодействии аргиллитов с водой и растворами калия и натрия происходит разрушение текстуры аргиллита в основном вдоль плоскостей напластования; - трещиноватая текстура аргиллитов является отличным проводником для флюида; - параллельное и перпендикулярное расположение трещин приводит к тому, что одни из них пересекаются со стволом скважины и являются проводником для флюида бурового раствора; - нестабильность и разрушение аргиллитов в основном связано с проникновением флюида в породу пласта между плоскостями напластования и через микротрещины диаметром от 5 до 30 мкм. В результате происходит расширение существующих трещин и разрушение сколов, что в свою очередь ведет к механическому разрушению аргиллитов; - в результате проникновения флюида между плоскостями напластования и в микротрещины размер их может увеличиваться до 70 мкм; - отложения аргиллитов обладают меньшей прочностью по сравнению с окружающими породами. Разницы в пределе прочности на сжатие может достигать 13 раз;
Методы подбора фракционного состава кольматанта
В лабораторных условиях энергия, требуемая для разрушения объема породы, остается относительно постоянной и равной пределу прочности породы на одноосное сжатие [101]. В полевых же условиях при использовании буровой установки, как и в любой машине, присутствует коэффициент полезного действия (КПД). В среднем около 30 - 40% этой энергии являются эффективными и поступают к долоту, а 70-60 % являются не эффективным [49, 73, 78, 96]. Главными причинами потери эффективности являются вибрации при бурении - продольные, крутильные, изгибные - и литология, а так же конфигурация КНБК, геометрия скважины, траектория скважины, коэффициенты трения и т.д. То есть при превышении значений удельной механической энергии проявляются повышенные вибрации, ведущие к повышенному контакту бурового инструмента и стенок скважины, нерациональному расходу энергии, дестабилизирующие породу и фильтрационную корку вследствие биения. Так же было показано, что в условиях бурения с продувкой воздухом УМЭ примерно равна пределу прочности породы. В условиях же, когда столб жидкости воздействует на породу, КДП (который обратно пропорционален УМЭ) значительно уменьшается.
Для того чтобы иметь значение энергии поступающей к долоту введено понятие приведённой удельной механической энергии - Esnp, которое может быть выражено как: EsnP = Es КПД (4.2) Анализ данных полученных в процессе бурения и сравнение их с расчетным значением Esnp подтвердили значения КПД описанные выше. Среднее значение коэффициента полезного действие составило 39% [46].
На рисунке 4.1 представлен график зависимости расчетной приведённой Es и предела прочности на одноосное сжатие (ПОС) от глубины, на котором чётко видно, что значения энергии, потраченной на бурение, согласовываются со значениями предела прочности породы, что подтверждает теорию Теале. Одновременно на графике присутствует интервал (900 - 1150 м) не попадающий под общую тенденцию. В данном случае этот интервал сложен абразивными ангидритами и не совпадение значений ПОС и Esnp указывает на неверный выбор параметров режимов бурения [46]. Распределение зависимости приведённой удельной механической энергии и предела прочности на одноосное сжатие от глубины. В данном конкретном случае значения ПОС были использованы как начальные значения удельной механической энергии. В дальнейшем, после анализа данных на пробуренных скважинах, эти данные должны быть откалиброваны относительной действительных данных Esnp с пиковой эффективностью, и использоваться в дальнейшем как базовые значение для Esnp.
Когда значение приведённой удельной механической энергии в процессе бурения близко к базовому значению, это означает, что процесс бурения происходит эффективно с минимальными потерями энергии. Когда это значение значительно выше расчётной величины, процесс является не эффективным, и происходят дополнительные потери энергии; когда ниже - не достигается оптимальная механическая скорость проходки.
Основными факторами, ограничивающими передачу механической энергии на забой и влияющими на механическую стабильность ствола скважины, а так же лимитирующими механическую скорость проходки, являются вибрации колонны бурильных труб и сальникообразование на долоте (очистка долота).
Обычно изучение вибраций в процессе бурения происходит после аварий, связанных с целостностью колонны бурильных труб. Недостаточный интерес в области, описывающей воздействие вибрации на стабильность ствола скважины, связан с тем, что исторически химическое взаимодействие бурового раствора и породы принято считать основной причиной проблем, связанных со стабильностью пород (главным образом литифицированных отложений). Во многих ситуациях, где первопричиной проблем являются повышенные вибрации буровой колонны, идея взаимодействия порода - раствор затмевает истинную причину.
Вибрации в процессе бурения ствола скважины подразделяются на три основных типа: продольные, изгибные и крутильные (рис. 4.2).
Динамические продольные нагрузки на компоновку низа бурильной колонны и саму колонну бурильных труб исходят в первую очередь от взаимодействия поро да-дол ото. Сильные продольные вибрации часто происходят при использовании шарошечных долот. Важной особенностью продольных колебаний является временный отрыв долота от забоя - так называемая продольная вибрация бурового долота, которая порождает неустойчивый процесс разрушения горной породы. Перемеживающиеся горные породы, обладающие разной прочностью, склонны к генерации осевых вибраций (например, карбонатные и глинистые породы).
Крутильные нагрузки связаны с явлением подклинки / проворота (реактивным крутящим моментом) бурильной колонны, возникающим в процессе бурения. Это явление не будет происходить, если длина бурильной колонны короче критической длины. Критическая длина в свою очередь является функцией от скорости вращения ротора, коэффициента трения возникающего на границе контакта между КНБК и стенкой скважины. Когда явление подклинки / проворота возникает в процессе бурения, долото может перейти в состояние покоя, вызванное внезапным увеличением нагрузки на долото либо комбинированным воздействием значительных осевых нагрузок (из-за сужения ствола скважины, повешенной жесткости КНБК) и повышенных значения кривизны ствола скважины, желобообразования и т.д. В дальнейшем из-за того, что верхний привод либо ротор продолжают вращаться, бурильная колонна аккумулирует скручивающие нагрузки и проворачивается. Это может привести к увеличению скорости вращения до 10 раз сверх номинальной или к появлению реактивного момента.
Изгибные вибрации происходят из-за динамических боковых нагрузок, действующих на КНБК за счет вращения и взаимодействия со стволом скважины. Сочетание с осевыми нагрузками увеличивает изгибные вибрации из-за создания дополнительных центробежных сил. Повышенные изгибные вибрации развивают мгновенное перемещение центра вращения, создавая эксцентрическое перемещение долота, ведущее к неэффективному разрушению породы на забое скважины.
Однородные интервалы высокопрочных пород, таких как ангидриты или доломиты, склонны к появлению изгибных вибраций. В менее прочных породах (аргиллитах) изгибные вибрации являются вторичными по сравнению с продольными и крутильными.
Описание воздействия вибрации колонны труб на стабильность ствола скважины описано в литературе. Дунаевский [75] и Дукстра [76] утверждают, что бурильная колонна, а особенно компоновка низа подвергается значительному воздействию вибраций, которые воздействуют либо по отдельности, либо в комбинации. При этом основными источниками вибраций являются взаимодействия между долотом и породой, бурильной колонной и стволом скважины. Авторы указывают, что вибрации в основном приводят к усталостному разрушению труб, плохому контролю над траекторией ствола и значительному кавернообразованию. Основное разрушение стенок скважины происходит при биении о них колонны труб и элементов КНБК. Как описано Митчеллом и др. [92], колебания усиливаются при условии приближения к резонансу системы, вызывая быстрое разрушение компонентов колонны труб. При скорости вращения бурильной колонны близкой к критической частоте деструктивные гармонические колебания могут генерировать повышенные значения напряжения, достигающие 550 МПа и значительно уменьшать долговечность элементов колонны. Эта динамическая энергия одновременно может быть рассеяна в породе при соприкосновении их с элементами КНБК. Так же было экспериментально установлено, что продольное смещение на 25 мм является достаточным для того, что бы стабилизатор диаметром 159 мм свободно достигал стенок скважины номинальным диаметром 215.9 мм [76].
Сальникообразование препятствует нормальной передаче нагрузки на долото. При образовании сальника в процессе бурения нормальной реакцией является увеличение нагрузки на долото, что, в свою очередь, приводит к увеличению продольных вибраций, и как следствие уменьшению скорости проходки и увеличению значения приведённой удельной механической энергии.
